Categoría: Industria

Con una inversión de 22 millones de pesos entre los aportes del Torneo de Golf 2021 CAMPETROL y el aporte del voluntariado, se llevó a cabo la entrega de la vivienda prefabricada a la familia del corregimiento El Centro.

25 de febrero de 2022.   Campetrol y la Fundación Gente Ecopetrol entregaron la casa a la familia Salazar Cadena en el corregimiento El Centro, vereda Campo 16, sector El Hueco, Barrancabermeja, como resultado de los excedentes del Torneo de Golf 2021 con un Propósito Sostenible.
El torneo, que se llevó a cabo en noviembre del 2021, tuvo un propósito social el cual incluyó dar a conocer los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y donar una vivienda, atado al logro del ODS 11, Ciudades y Viviendas Sostenibles.

A la fundación se le entregó una donación del 50% de los excedentes del torneo y del 100% de las donaciones que realizaron las operadoras y los jugadores, tanto de las compañías de B&S como de E&P.

Los Salazar Cadena fueron beneficiarios de la campaña #quédateencasa2020 en época de pandemia. Luego de un proceso de verificación, a través de su caracterización, son admitidos en el programa Vivienda de Fundación Ge en mayo de 2020. En agosto y noviembre de ese mismo año se capacitaron en emprendimiento y presentaron su proyecto “La Tienda de Luz”. En Marzo del 2021, reciben su capital semilla e inician operación en mayo.

“Nosotros comenzamos en la Fundación con un programa de alimentos, pero luego nos incluyeron en el programa de Mapa de Sueños y este es nuestro sueño: tener un hogar y un negocio. En el corazón de ustedes, sin imaginárselo, deben saber que hacen feliz a muchas personas como a mí, mi esposa y mis hijos”, dijo Leonardo Salazar, el padre de familia.

La familia compuesta por el padre Leonardo, quien se desempeña como panadero y taxista, y la madre, Luzdary Cadena, quien es emprendedora y ama de casa, recibieron el 23 de febrero pasado una vivienda prefabricada de 50mts2, reemplazando su vivienda en madera y mejorando las condiciones de vida de sus tres hijos: Julián de 16 años, Juan Pablo de 12 años y María Isabella de 8 años.

“Ver lo que puede hacer la industria por las regiones, por las familias colombianas y por la construcción de un mejor país es lo que nos impulsa a trabajar cada día. Desde CAMPETROL estamos convencidos de que al tener una industria fuerte y estable, podemos seguir ejecutando programas que beneficien a todos los colombianos a nivel regional y nacional”, dijo Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de CAMPETROL.

Ambientalistas y el Concejo de Puerto Wilches se han opuesto a la socialización y a la realización de la audiencia pública de la ANLA. Geólogos e ingenieros de petróleos se manifestaron.

23 de febrero de 2022.   Alrededor de cincuenta personas irrumpieron ayer en el coliseo de Puerto Wilches, Santander, donde estaba comenzando la audiencia pública ambiental del proyecto piloto de investigación Kalé, convocado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA).

Eso obligó a cambiar el lugar del evento, para realizarlo con garantías, y terminarlo hacia las seis de la tarde de ese día.

La audiencia tenía como objetivo socializar con la comunidad todos los aspectos ambientales relacionados con el piloto de fracking Kalé, que pretende desarrollar Ecopetrol en ese territorio.

Días antes, el Concejo Municipal pidió a la ANLA cancelar el espacio de participación ciudadana aduciendo que no había tenido espacios de participación y asegurando que la realización de la audiencia pública solo agudizaría la conflictividad socioambiental que se vive en el territorio. Además de que el paro petrolero de más de 25 días en el campo Yariguí Cantagallo, “tiene los ánimos caldeados”.

Ante esa postura, la Procuraduría General de la Nación advirtió al Concejo que el incumplimiento de su deber funcional acarrea falta disciplinaria.

Por su parte, Ecopetrol, operador del proyecto, ha señalado que la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental, radicado el pasado 29 de octubre a la ANLA, les llevó más de nueves meses de trabajo en la región.

La empresa señaló que “dentro de los lineamentos de participación que establece la regulación ambiental, se realizaron más de 90 espacios de socialización con grupos de interés y más de 60 días de información con las comunidades en jornadas continuas de 8 de la mañana a 5 de la tarde. Nos hemos reunido con más de 45 organizaciones, autoridades e instituciones, como la Federación de Pescadores Unidos de Puerto Wilches (FEDEPAUW), el Concejo de Puerto Wilches, la Junta de Acción Comunal del Corregimiento Kilómetro 8 y la Asociación de Pequeños y Medianos Palmicultores de la Zona Central (ASOPALCENTRAL), entre otras.”

También señaló que, adicionalmente, desde 2020 la Empresa adelantó más de 400 encuentros de diálogo y pedagogía para contar el alcance del proyecto, contribuir a la apropiación social del conocimiento y promover un proceso de construcción conjunta con las comunidades.

Carta de los ingenieros al Concejo

El rifirrafe llevó a que, en el marco de la Audiencia Pública Ambiental, el mismo 22 de febrero la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) y la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP), radicaran una carta dirigida al Concejo Municipal de Puerto Wilches, para concertar diálogos de cooperación técnica en aras de socializar y explicar el Estudio de Impacto Ambiental de los PPII.

“El objetivo es que Acipet y la ACGGP, como asociaciones profesionales, lideren un proceso totalmente pedagógico y de acompañamiento, para que el Concejo Municipal pueda entender y asimilar los detalles del EIA con un lenguaje adaptado. De ésta manera, las comunidades y el Concejo podrán tomar decisiones informadas basadas en la ciencia y la tecnología”, dice la carta.

“Como gremios queremos realizar un acompañamiento para el análisis concienzudo de los PPII. Nuestro objetivo es brindar soporte y pedagogía regional permanente, establecer confianza y abrir caminos de comunicación, para un mejor futuro de Puerto Wilches y las regiones”, afirmó Luis Guillermo Acosta, director Ejecutivo de Acipet. 

Por su parte, Édgar Chajid Kairuz, asesor de la ACGGP, dijo que “como geólogos e ingenieros de petróleos queremos explicarle a la comunidad lo que significan estos proyectos desde el punto de vista técnico y las implicaciones que tiene, queremos que nos den la oportunidad de explicarles qué significan los informes técnicos”.

El interés de ambos gremios es asesorar al Concejo y a las comunidades, para que entiendan, no solamente los riesgos que cualquier actividad humana implica, sino cómo es posible mitigarlos y enfrentarlos, para garantizar una adecuada protección del medio ambiente, que es la preocupación de todos los colombianos, concluye la carta.

ViveTerpel es el nuevo programa de fidelidad que ofrece a los consumidores facilidad y accesibilidad al momento de acumular y redimir puntos. El programa funcionará a través de la nueva aplicación Terpel, que es la primera diseñada específicamente para el segmento de distribución de combustibles en Colombia.

21 de febrero de 2022.   Terpel lanzó su nuevo plan de fidelidad ViveTerpel que podrá utilizarse a través de la nueva aplicación de la marca y el sitio web www.viveterpel.com.

El nuevo programa de lealtad, propio de la compañía, brindará una experiencia más cercana, fácil y accesible para que los usuarios puedan obtener beneficios y sorpresas a través de la acumulación de puntos en cada compra de combustible o en las Tiendas Altoque, inicialmente. Los puntos podrán ser redimidos en productos de la compañía, en más de 900 puntos de venta entre estaciones de servicio y tiendas vinculadas al programa.

Además de acceder a ViveTerpel, los consumidores podrán utilizar la app de la marca para consultar información sobre la ubicación de las estaciones de servicio y precios, además de conocer los puntos acumulados en cada compra y la opción de redimirlos en un amplio y variado catálogo.

Con la app Terpel y ViveTerpel la empresa evoluciona y materializa su transformación digital con el fin de estar más cerca de sus usuarios, ofrecerles una experiencia de servicio conveniente y ajustada a sus necesidades e impulsar una interacción más fácil con la marca.

“Con ViveTerpel, estaremos aún más cerca de nuestros usuarios, que son la fuente de inspiración de todos los proyectos que adelantamos. Con esta iniciativa buscamos liderar la transformación digital de una industria tradicional como es la distribución de combustible. Seguiremos trabajando en desarrollos tecnológicos que nos permitan brindar el mejor servicio y adaptarnos a las nuevas tendencias de consumo”, señaló Óscar Bravo, presidente de la Organización Terpel.

El economista y exministro Amilkar Acosta hace un análisis de la situación actual por la que atraviesa el petróleo en el mundo y su impacto en Colombia.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

21 de febrero de 2022.   Una de las peculiaridades del mercado petrolero es la volatilidad de los precios, determinados no sólo por los fundamentales (oferta y demanda), sino por factores exógenos tales como la geopolítica y por la interferencia de la posición dominante que ha recobrado en los últimos años el cartel de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que reúne a 13 países encabezados por los árabes, gracias a su alianza con otros 10 grandes productores de crudo con Rusia a la cabeza, más conocida como la OPEP+.

Colombia jamás ha formado parte de este bloque, entre otras razones, a su irrelevancia como productor y exportador, que no le han permitido jugar en las grandes ligas. Su producción alcanzó su máximo histórico del millón de barriles/día en los años 2014–2015, para luego estancarse por debajo de los 750.000 barriles/día.

En cuanto a exportaciones se refiere, Colombia no ha superado los 500 mil barriles/día y representan menos del 1% a nivel global. De ello se colige fácilmente que el país no influye para nada en la cotización del petróleo, y se limita a ser un tomador de precios del mismo.

Es de anotar que en el mercado global se transan crudos pesados y livianos, siendo estos últimos más apetecidos y mejor cotizados, con cuatro variedades que se distinguen como WTI (West Texas Intermediate), crudo Dubay, el OPC Reference Basket y el Brent, del Mar del Norte.

Este último sirve de referencia para los mercados europeos y para Colombia desde octubre de 2011, en su canasta exportadora predominan los crudos pesados y por ello mismo tienen un descuento, a manera de “castigo”, de US$8 por barril, aproximadamente.

Las fluctuaciones en los precios del crudo han sido la constante en la última década, oscilando desde los US$117.48 el barril hasta caer vertiginosamente hasta los US$28,71 en febrero de 2016, para luego cotizarse en terreno negativo en abril de 2020, marcado por la pandemia, pero se ha venido elevando de manera sostenida el precio, que subió en 2021 hasta los US$71 el barril, para un incremento del 50% con respecto al 2020, superando en este momento los US$90, que no se veía desde septiembre de 2014, con tendencia al alza.

Aquí vale la pena resaltar que la OPEP+, después de acordar el 5 de diciembre de 2019 un drástico recorte de su oferta de crudo en 500 mil barriles/día para contener la destorcida de los precios, ha venido abriendo nuevamente los grifos e incrementando su suministro en 400 mil barriles/día desde mediados del año anterior.

Los bandazos de la OPEP y la tensión política

Después del descalabro de la industria petrolera, atribuible en gran medida a la conjunción de la disputa por los mercados, al desencuentro entre Arabia Saudita y Rusia y la súbita contracción de la demanda de crudo a consecuencia de la recesión económica global en 2020, que se tradujo en un decrecimiento del PIB del 4,3%, cerca de 2,5 veces más que durante la gran crisis hipotecaria de 2009, el efecto rebote del crecimiento de la economía ha impulsado nuevamente al alza los precios del petróleo.

La lenta y gradual “normalización” del bombeo de crudo por parte de la OPEP+, insuficiente para equilibrar el mercado, la mayor demanda de crudo por la inclemencia del tiempo en EEUU y en la Unión Europea, así como la caída de los inventarios vienen presionando al alza los precios. Y lo que es más grave, en enero la oferta de crudo por parte de la OPEP+ (28 millones de barriles/día) estuvo por debajo del aumento previsto, pese al nivel de precios que está en sus máximos en siete años.

Este incumplimiento del acuerdo se atribuye, entre otras razones, al bloqueo del cual ha sido objeto el más importante campo de producción (Sharara) en Libia por parte de las milicias.

Pero también obedece a la baja de la inversión en el sector debido a la incertidumbre generada por el nuevo pico de la pandemia de la COVID 19 atribuido a la variante Ómicron. Ello ha impedido que, como ha ocurrido en el pasado, un aumento de precio iba seguido por las mayores inversiones en la actividad petrolera.

De allí que, en concepto de Wellingence Energy Analitics, no obstante que se tiene una previsión de un incremento de la inversión global en 2021 del 17%, esta no alcanzará todavía el nivel alcanzado en la prepandemia (2019). A ello se han venido a añadir las tensiones entre las grandes potencias en torno a Ucrania y la amenaza en ciernes de la invasión rusa a la república independiente desde 1991, cuando se dio la disolución de la URSS.

Como lo acota Rob Haworth, estratega senior de inversiones de US Bank Wealth Management, refiriéndose a la espiral alcista de los precios: “el crudo está volando frente a un dólar estadounidense fuerte y un mercado de valores global débil. Se reduce a sus propios fundamentos más que a cualquier otra cosa”. Ello, después de que estábamos acostumbrados a la relación inversa entre los altibajos en los precios del crudo y la cotización del dólar.

El presidente de EEUU Joe Biden tiene sentimientos encontrados, pues por un lado la potencia del norte se beneficia de los altos precios del crudo, ahora que se convirtió en el mayor productor y volvió nuevamente a ser exportador de 3 millones de barriles/día, pero por el otro le teme a que atice una hiperinflación, ahora que el aumento de precios ha escalado hasta el 7,5% en enero, cifra récord en 40 años y de contera frene la reactivación económica y la generación de empleo.

Su preocupación lo llevó al extremo de plantear la posibilidad de echar mano de las reservas estratégicas con que cuenta EEUU desde 1975, las cuales eran del orden de los 714 millones de barriles al corte de agosto de 2021, en un intento por detener la escalada alcista de los precios del crudo.

Por ello también ha puesto todo su empeño en alcanzar un acuerdo con Irán, tendiente a levantar las sanciones de las cuales ha sido objeto por parte de EEUU y volver al Acuerdo Nuclear Internacional de 2015, propiciado por el presidente Barack Obama y roto por Donald Trump, lo cual permitiría aumentar la oferta de crudo inyectándole al mercado 3 millones de barriles más, aliviando la presión alcista sobre los precios.

El impacto en Colombia

Ahora ocupémonos del impacto para Colombia de este nuevo boom de los precios del petróleo, que están en la cresta de la ola.

En primer lugar, con el aumento de los precios del crudo (52,25% en los últimos12 meses) aumenta el volumen de las reservas probadas (si con precio de US$65 el barril se cuantificaban en 2.006 millones de barriles en 2020, con la cotización actual, por encima de US$90 alcanzan los 2.777 millones, aproximadamente), y debería aumentar la producción, porque campos que estaban inactivos por bajos precios se van incorporando a la producción a la par con el alza de precios.

No obstante, la producción ha venido cayendo desde los 865.000 barriles/día en 2019 a 781.532 en 2020 y 736.356 barriles/día en 2021, la más baja desde 2009, acumulando una caída con respecto al año anterior de un 5,7%. El Ministerio de Minas y Energía, pensando con el deseo, aspira y espera que, en respuesta a esta coyuntura de precios al alza, el promedio de producción para este año sea de 800.000 barriles/día.

Ahora bien, en 2021 la proyección de precio del Ministerio de Hacienda fue de US$63 el barril y el promedio de la cotización fue de US $71. Ello, junto con la devaluación de 16% en 2021, le representó a la Nación ingresos adicionales entre $8 y $8,5 billones, lo cual contribuyó a reducir el déficit fiscal, pasando del 7,8% en 2020 al 7,1% en 2021.

Para 2022 se proyecta, con la previsión de un precio de US$70 el barril, se reduzca una vez más el déficit fiscal hasta alcanzar la meta del 6,2%. Es de advertir que los ingresos de la Nación por concepto de la renta petrolera (impuesto a la renta + dividendos) representan entre el 12% y el 15% de sus ingresos corrientes.

Finalmente, digamos que por cada 10.000 barriles/día adicionales que se exporten tendríamos $301.000 millones de mayores ingresos.

Por cada dólar que sube el precio del crudo, significan ingresos del orden de los $424.000 millones. Por último, cada US$10 de aumento del precio le da un impulso al crecimiento del PIB de 0,4 punto porcentual.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE

Esta refinería atiende el 80% de la demanda de combustibles del interior del país y abastece de productos petroquímicos a la industria nacional. Entre 2022 y 2024 se realizarán inversiones equivalentes por $3,2 billones en tecnología e.

18 de febrero de 2022.   La refinería de Barrancabermeja, principal centro de refinación de Colombia, celebra 100 años de operaciones.

La refinería inició operaciones el 18 de febrero de 1922 con un alambique sencillo que usaba la leña como fuente de calor para destilar crudo y una producción de 1.500 barriles por día. Cien años después, cuenta con capacidad para procesar hasta 250 mil barriles por día de crudo y convertirlos en combustibles y petroquímicos como los aromáticos, parafinas y polietileno.

La refinería abastece cerca del 80% de la demanda interna de combustibles del país. Está compuesta por 54 unidades de refinación, 32 de servicios industriales, un centro de optimización desde donde se comandan sus operaciones, y 351 tanques de almacenamiento.

La planta realizará inversiones por cerca de 3,2 billones de pesos entre 2022 y 2024 destinadas a la incorporación de tecnología, la modernización y confiabilidad de sus plantas y la gestión ambiental. El objetivo es consolidar a Barrancabermeja como uno de los centros de refinación más modernos en el continente.

Las inversiones están alineadas con los objetivos de la nueva estrategia del Grupo Ecopetrol ‘Energía que transforma’, que incorpora las oportunidades y retos que trae consigo la transición energética en materia de descarbonización de las operaciones y el uso de la tecnología, con el propósito de fortalecer la competitividad y sosTECnibilidad del Grupo en el largo plazo.

El plan de inversiones de la refinería hace énfasis en la gestión circular del agua, la reducción de las emisiones de gases efecto invernadero y continuar con la mejora en la calidad de los combustibles, la incorporación de nuevas tecnologías y energías renovables, el desarrollo de hidrógeno verde y azul, y captura, uso y almacenamiento de carbono, entre otros.

“La refinería de Barrancabermeja dará importantes pasos para continuar con su transformación con enfoque hacia la modernización de sus procesos, digitalización, descarbonización de las operaciones y transición energética, lo que le permitirá iniciar una nueva etapa para continuar entregando la energía que mueve a Colombia”, dijo el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

En el marco de los actos conmemorativos del centenario, el presidente Bayón anunció que, en alianza con Claro y el apoyo del Ministerio de las Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, Ecopetrol trabaja en un plan piloto para la implementación de la tecnología 5G en Barrancabermeja, con el cual la velocidad de la información a través de la red se multiplicará por 20 veces en la cabecera municipal. De esta forma se anticipará la llegada de dicha tecnología convirtiendo a Barrancabermeja en uno de los primeros territorios 5G del país.

Adicionalmente, el presidente de Ecopetrol anunció que el programa ‘Bachilleres Ecopetrol Mario Galán Gómez’ becará en 2022 a 10 jóvenes de Barrancabermeja con el 100% del valor de la matricula en la institución de educación superior de su elección. Estos jóvenes se sumarán a los estudiantes seleccionados en los 32 departamentos del país que este año harán parte del programa, el cual ya ha beneficiado a 1.602 estudiantes que han obtenido los mejores resultados en las pruebas del Estado.

Compromiso social y ambiental

Para la vigencia 2022-2025, Ecopetrol tiene previsto realizar inversiones superiores a los $250 mil millones de pesos en proyectos que continúan fortaleciendo una sólida relación entre la Empresa y la ciudad.

Este plan de inversiones históricas en el Distrito de Barrancabermeja reafirma el compromiso de Ecopetrol en la consolidación de la visión de largo plazo de la ciudad como eje de la integración del Magdalena Medio con proyectos estratégicos de agua potable, infraestructura, educación y reactivación económica.

Se destacan los aportes para el mercado gastronómico ‘Mirador del Río’, para la construcción de las Unidades Tecnológicas de Santander, para el proyecto ‘Distrito Malecón’, para la dotación para el Hospital Regional del Magdalena Medio y para la transferencia metodológica para los Centros de Emprendimiento Barrancabermeja Innovación y Tecnología (BIT), entre otras iniciativas.

Actualmente ya se encuentran en estructuración proyectos como la construcción de la Planta de Lodos de la Planta de Tratamiento de Agua Potable (PTAP) del Acueducto de Barrancabermeja, la construcción de colectores para saneamiento hídrico, la pavimentación de 4.9 Km de vías urbanas en 64 tramos de 30 barrios, entre otros.

Adicionalmente, en su propósito de armonizar sus operaciones con el medio ambiente, la refinería también ha venido realizando importantes inversiones que contribuirán a ese objetivo.

Fuente: Ecopetrol

La medida busca reducir hasta 2,7 millones de toneladas de CO2 equivalentes, lo que equivale a una cuarta parte de la meta de mitigación del sector para el 2030, de 11,2 millones de toneladas.

16 de febrero de 2022.   Con la firma de la Resolución 40066 del 11 de febrero de 2022 por parte del Ministerio de Minas y Energía, Colombia avanza en el cumplimiento de los compromisos ratificados en la COP26, y se convierte en uno de los pocos países en adoptar una regulación específica para el control y la reducción de las emisiones fugitivas de metano en la exploración y explotación de hidrocarburos.

La resolución establece los requerimientos técnicos para la detección y reparación de fugas y el aprovechamiento, quema y venteo de gas natural; además, busca reducir el desperdicio de gas natural para contribuir a las medidas de mitigación contra el cambio climático, mediante la reducción de las emisiones de gases efecto invernadero.

«Las emisiones de metano son la segunda causa más importante del calentamiento global y reducirlas es fundamental en la lucha contra el cambio climático. Además de los beneficios medioambientales, es posible que las operaciones de petróleo y gas con menor intensidad de emisiones disfruten cada vez más de una ventaja comercial sobre las fuentes de mayor emisión,» dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

La expedición de esta reglamentación representa un avance en el Plan Integral de Gestión del Cambio Climático planteado por el sector minero – energético del país, que en su línea estratégica sobre gestión de emisiones fugitivas busca reducir hasta 2,7 millones de toneladas de CO2 equivalentes, lo que equivale a una cuarta parte de la meta de mitigación del sector para el 2030.

Adicionalmente, la normativa es un avance en los compromisos adquiridos en el marco de la COP26, donde Colombia decidió hacer parte del Global Methane Pledge, una iniciativa en la que los países participantes acuerdan tomar acciones voluntarias con el fin de reducir las emisiones globales de metano al menos en un 30% desde los niveles de 2020 para 2030, lo que podría eliminar un calentamiento de más de 0,2 °C para 2050. 

Para la implementación de la resolución, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicará en un plazo de 6 meses las reglas para la entrega y reporte por parte de las empresas del Programa de Detección y Reparación de las fugas de Gas Natural.

El estudio fue socializado en más de 70 espacios, con la participación de comunidades y representantes de otros grupos de interés. El documento recopila información detallada sobre las condiciones ambientales, sociales y económicas del área de influencia del proyecto.

15 de febrero de 2022.   Ecopetrol radicó ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) los resultados del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del Proyecto Piloto de Investigación Integral (PPII) Platero, ubicado en el municipio de Puerto Wilches, departamento de Santander. El estudio es parte del proceso de obtención de la licencia ambiental del proyecto.

El documento, radicado el 15 de febrero a la autoridad ambiental, se fundamenta en el principio de investigación de los Proyectos Piloto y en la normatividad ambiental expedida para dicho propósito. Se elaboró luego de un trabajo de campo realizado por más de 150 personas durante 9 meses, en un área de 11.151 hectáreas que comprende 11 unidades territoriales.

Las comunidades y las autoridades participaron en el proceso a través de escenarios de comunicación en doble vía que permitieron nutrir el estudio con sus observaciones. Se desarrollaron más de 70 espacios de socialización a través de rondas informativas, pedagógicas y piezas comunicativas.

Los resultados del estudio aportan información científica relevante para la ejecución del PPII, señaló Gabriel Combariza, vicepresidente de Yacimientos No Convencionales de Ecopetrol.

“El Estudio de Impacto Ambiental representa un ejercicio juicioso que nos permite conocer en detalle el área de influencia de Platero, contar con una línea base a la que haremos seguimiento en la ejecución, y establecer medidas de manejo ambiental para proteger los ecosistemas. Además, constituye una valiosa fuente de conocimiento sobre el territorio, que estará disponible para consulta pública,” agregó Combariza.

El estudio contempla un Plan de Contingencia y de Gestión del Riesgo que identifica los riesgos potenciales, las medidas de mitigación y las acciones contempladas para el manejo de contingencias, con el fin de proteger a la comunidad, los ecosistemas, la biodiversidad, los recursos hídricos, el suelo y el aire, entre otros aspectos.

Además, el estudio introduce al menos 16 Tecnologías de Mínimo Impacto (TMI), orientadas a la minimización de impactos ambientales y a la reducción de riesgos.

Fuente: Ecopetrol

El programa piloto denominado Renobat I busca incrementar la cobertura, la eficiencia y la confiabilidad del servicio de energía eléctrica en Cundinamarca. El proyecto será ejecutado con recursos del Sistema General de Regalías, con una inversión de 700 millones de pesos.

11 de febrero de 2022.   Enel-Codensa fue elegida por el Ministerio de Ciencia Tecnología e Innovación (MinCiencias), para acceder a recursos CTeI (Ciencia, Tecnología e Innovación), con el fin de ejecutar el proyecto Renobat I, que busca evaluar el desempeño del prototipo de microrredes con recursos energéticos distribuidos y almacenamiento de energía con baterías inteligentes (BESS), para aumentar la eficiencia, la cobertura y la confiabilidad del servicio, gracias a un proyecto piloto en los municipios de Susa, Nemocón y Tocancipá, en Cundinamarca.

La Convocatoria 018 de MinCiencias asignó al proyecto recursos por 700 millones de pesos del Sistema General de Regalías, buscando conformar un listado de propuestas de proyectos elegibles de investigación, desarrollo e innovación para el ambiente y el desarrollo sostenible del país.

Para Francesco Bertoli, gerente general de Enel-Codensa “Renobat I es un proyecto a través del cual la Compañía puede alinearse con el nuevo rol de operador del sistema de distribución, en el que una de sus actividades es gestionar el despacho y los servicios desde y para la red eléctrica de los recursos energéticos distribuidos, contribuyendo así a la descarbonización del suministro de energía”.

El proyecto, que iniciará durante el primer semestre de 2022 y tendrá una duración de 48 meses, tiene como objetivo evaluar el potencial de las microrredes y de los sistemas de almacenamiento de energía,  para prestar servicios complementarios como regulación de frecuencia, corregir desbalances en el  sistema, regular el voltaje y controlar los flujos de energía en la red, entre otros, factores que se encuentran asociados a la recuperación rápida del servicio, y que son condiciones que permiten optimizar la eficiencia y aumentar la calidad y confiabilidad, gracias a su integración con una plataforma de red inteligente.

También cuenta con esquemas de control, monitoreo y supervisión del sistema eléctrico para optimizar la capacidad entre la generación con recursos energéticos distribuidos, por medio del uso de tecnologías de pequeña y mediana escala y fuentes de energía renovable, plantas diésel o microturbinas y el almacenamiento de energía, así como con indicadores de desempeño de las microrredes y de la prestación de los servicios complementarios.

Renobat I será desarrollado en conjunto con la gobernación de Cundinamarca, que se encargará de la ejecución del proyecto, la Universidad Nacional de Colombia, que será el ejecutor, y el programa de Ingeniería de la Universidad de Cundinamarca, que tendrá el rol de cooperante.

Una vez finalice el piloto, se deben realizar las evaluaciones técnico – económicas frente a los modelos de negocio planteados. Posteriormente se concluirá con la instalación de tres redes y un sistema de almacenamiento de energía en el municipio de Susa y, se gestionarán programas de formación y capacitación sobre buenas prácticas en Baterías de Almacenamiento y microrredes en Nemocón y Tocancipá.

“Las diferentes tecnologías de digitalización y redes inteligentes de energía eléctrica se incorporan a los productos que ofrece la Compañía buscando gestionar de manera más eficiente la prestación del servicio, y específicamente por medio del esquema de microrredes de Renobat I nuestros usuarios conocerán los beneficios de estas novedades tecnológicas que permiten reforzar la calidad del servicio en Cundinamarca”, concluyó Francesco Bertoli.

El Grupo Ecopetrol lanzó su visión estratégica al 2040, y las metas operativas y financieras para el período 2022 – 2024.

8 de febrero de 2022.   La estrategia de largo plazo del Grupo Ecopetrol (GE), denominada “Energía que Transforma”, responde a los retos actuales en materia ambiental, social y de gobernanza, manteniendo el foco en generación de valor sostenible para todos sus grupos de interés.

Su objetivo es consolidar una organización que se adapta de manera oportuna a los cambios que enfrenta la industria energética y a los desafíos de un mundo que avanza en la generación y uso de energías limpias.

Así, “Energía que Transforma” posicionará a Ecopetrol como un grupo integrado de energía, que participa en todos los eslabones de la cadena de hidrocarburos (exploración, producción, transporte, refinación y comercialización), en infraestructura lineal, tanto en transmisión de energía como en concesiones viales, y en la nueva economía del hidrógeno.

Crecer con la Transición Energética

El primer pilar de la estrategia propende por mantener la competitividad en la cadena integrada de hidrocarburos y aumentar la oferta de gas, la exploración costa afuera, el recobro mejorado y el desarrollo de los yacimientos no convencionales (YNC).

En ese sentido, invertirá, en promedio, entre USD 5.200 y USD 6.000 millones anuales al 2040. Entre 2022 y 2024, las inversiones orgánicas se ubicarán en un rango entre USD 17.000 y USD 20.000 millones, de los cuales el 69% será destinado a proyectos del segmento de exploración y producción, enfocados en exploración nacional en las cuencas del Piedemonte Llanero, el Valle Medio del Magdalena, el offshore del Caribe colombiano e internacionalmente en Estados Unidos y Brasil.

En producción, la inversión está enfocada en tecnologías de recobro mejorado, nueva actividad en el Piedemonte Llanero y la protección de la curva básica, mejorando la declinación natural de los campos.

El Plan estima niveles de producción entre 700 y 705 mil barriles de petróleo equivalente por día (kbped) en 2022, llegando a niveles cercanos a 730 kbped en 2024. En materia de YNC, se prevén inversiones por USD 1.870 millones al 2024, para continuar con el crecimiento en la cuenca de Permian en Estados Unidos, e inversiones superiores a USD 80 millones en los Proyectos Piloto de Investigación Integral Kalé y Platero, ubicados en el Valle Medio del Magdalena.

Gas natural

En relación con el gas natural, energía fundamental en la transición energética, el Plan 22–24 incluye inversiones en proyectos por más de USD 1.800 millones, destacando el desarrollo de proyectos de exploración y producción en el Piedemonte Llanero, Caribe continental y costa afuera.

En el largo plazo se espera crecer en producción propia, buscar nuevas opciones de comercialización e incursionar en regasificación, almacenamiento y micro GNL, con lo cual se prevé mantener la participación de mercado del GE en Colombia en alrededor del 78% para gas y 77% para Gas Licuado del Petróleo (GLP).

En cuanto al segmento de transporte, para el Plan 22-24 se esperan volúmenes transportados superiores a un millón de barriles por día, en línea con el comportamiento de la producción y la demanda de combustibles líquidos del país; soportados en inversiones entre USD 800 y USD 900 millones.

En el largo plazo los objetivos del segmento incluyen: i) capturar más del 90% del mercado de transporte de hidrocarburos en Colombia, ii) mantener, en promedio, un retorno sobre el capital empleado (ROACE) superior al 15%, iii) mantener el EBITDA en niveles cercanos a USD 2.200 millones anuales hasta el 2040 y iv) en términos de diversificación, generar un EBITDA en promedio de USD 420 millones por año (entre 2022 y 2030).

El segmento de refinación tendrá inversiones entre USD 1.200 y USD 1.400 millones entre 2022 y 2024, con foco en garantizar la confiabilidad y sostenibilidad de la operación de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, así como en el desarrollo de los programas de calidad de combustibles y gestión de aguas residuales, asegurando efluentes cada vez más limpios y refinerías más resilientes.

En este sentido, la propuesta de valor apunta a lograr una carga conjunta entre 340 y 360 mil barriles por día en 2022, alcanzando entre 420 y 430 mil barriles por día en 2024. En ese sentido, Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol, anunció que en el segundo trimestre de 2022 entrará a operar la ampliación de Reficar, que pasará de una capacidad de 150.000 bariles por día a 200.000 barriles por día.

En resumen, en el largo plazo, la aspiración del GE incluye: i) lograr un EBITDA entre USD 9.000 y USD 12.000 millones por año para el 2030, y entre USD 13.000 y USD 14.000 millones por año para el 2040, ii) ROACE de entre 8% y 10%, iii) mantener la política de dividendos ordinarios entre 40% y 60% en línea con resultados operativos, y iv) mantener el indicador de Deuda Bruta/EBITDA por debajo de 2,5x.

La estrategia a largo plazo habilita transferencias a la Nación del orden entre 13 y 20 billones de pesos en promedio anual, a través de regalías, impuestos y dividendos.

Felipe Bayón concluyó que “en los próximos 20 años, Energía que Transforma nos consolidará como un grupo de energía líder en Latinoamérica, sólido financieramente, con sus operaciones altamente descarbonizadas, diverso e incluyente y a la vanguardia en tecnología para seguir siendo motor de crecimiento, de reactivación y mayor bienestar para sus grupos de interés”.

La vida media de las reservas del Grupo Ecopetrol se incrementó a 8,7 años, superando la alcanzada en 2014, año en el que el Brent promedio se ubicó en 102 dólares por barril, frente a USD 69.2 por barril en 2021.

8 de febrero de 2022.  Ecopetrol anunció que sus reservas probadas de petróleo, condensados y gas natural (reservas 1P), consolidando las de sus filiales y subsidiarias, al 31 de diciembre de 2021 fueron de 2.002 millones de barriles de petróleo equivalentes (MBPE).

Así, al cierre de 2021, el índice de reposición de reservas fue de 200% y la vida media de reservas equivale a 8,7 años.

Las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos, donde el 99.5% fueron certificadas por cuatro firmas especializadas independientes: Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton, Gaffney, Cline & Associates y Sproule International Limited.

El precio definido por la SEC, utilizado para la valoración de las reservas de 2021, fue USD 69,2 por barril de Brent, frente a USD 43,4 por barril de Brent en 2020.

En 2021, el Grupo Ecopetrol incorporó 462 MBPE de reservas probadas y la producción total acumulada fue de 231 MBPE. Del balance total de reservas, el 72% son líquidos, con una vida media de 8,2 años, mientras que el 28% restante son reservas de gas, con una vida media de 10,4 años.

De los 462 MBPE incorporados, el 61% (282 MBPE) fue producto de la gestión en los campos de desarrollo, la maduración óptima y oportuna de nuevos proyectos, y de la mejor capacidad de ejecución e implementación de proyectos de expansión de recobro mejorado en campos como Chichimene, Castilla y Akacias, entre otros. Los volúmenes restantes, corresponden al efecto favorable de la recuperación del precio internacional del petróleo durante 2021.

El 83% de las reservas probadas son propiedad de Ecopetrol, mientras que las otras empresas del grupo contribuyen con el 17%, principalmente por la operación de Ecopetrol Permian y Ecopetrol América en Estados Unidos.

Reacción de Naturgas

Sobre el aumento de las reservas probadas de Ecopetrol de gas natural en 7,9% en 2021, con un Índice de Reposición de Reservas de 176%, lo que significa que por cada molécula de gas producida por el Grupo se incorporaron 1,7 a las reservas, Luz Stella Murgas, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), dijo:

“Esta buena noticia que da tranquilidad sobre el abastecimiento se une a la revelada por el Ministerio de Energía que informó que la  producción de gas natural de Colombia en 2021 fue la más alta en los últimos cinco años (1.087 mpcd promedio), gracias al restablecimiento de la producción y a la reactivación de la demanda.

“No olvidemos que Colombia tiene un gran potencial de gas natural en yacimientos convencionales, no convencionales y costa afuera, con los cuales podríamos incluso tener autosuficiencia para más de 100 años.”